Un seul événement de rareté le 17 mars a marqué les écarts de mars dans MISO, similaire à la tempête hivernale Fern. Les prix en temps réel à Indiana Hub ont atteint 1 288 $/MWh à 10h, soit plus de 20 fois la moyenne mensuelle de 41,45 $/MWh. Les écarts maximaux-minimaux se sont élargis dans les hubs du nord, menés par le Michigan (293 $/MW-jour en temps réel) et l’Indiana (288 $/MW-jour). Les prix day-ahead (DA) de MISO Nord ont atteint en moyenne 35,36 $/MWh contre 30,95 $/MWh pour MISO Sud, un écart qui s’est fortement accentué lors de l’événement.

Points clés à retenir

• Les écarts maximaux-minimaux se sont élargis à l’échelle du système : à Indiana Hub, les écarts en temps réel sur quatre heures ont atteint en moyenne 288 $/MW-jour (+38% sur un an), tandis que le Michigan a affiché le plus élevé à 293 $/MW-jour. Les hubs du sud ont connu peu de variation annuelle, contrairement à février 2026.
• Les prix day-ahead à Indiana ont dépassé ceux de l’Arkansas de 9,14 $/MWh, reflétant des marges de réserve plus tendues au nord ; les écarts en temps réel sur quatre heures ont augmenté de 38 à 39% sur un an à Indiana et au Michigan, tandis que les écarts DA à Indiana étaient 27% supérieurs à ceux de l’Arkansas.
• Les prix en temps réel ont atteint 1 288 $/MWh à 10h le 17 mars, la seule heure du mois au-dessus de 200 $. Les opérateurs non positionnés pour décharger à ce moment-là ont manqué la majeure partie de la valeur incrémentale de mars.
• La production de gaz naturel a atteint en moyenne 22 146 MW, soit +29% sur un an pour combler les baisses de production éolienne et nucléaire.
• La régulation day-ahead a atteint en moyenne 16,65 $/MWh, tandis que la régulation en temps réel a bondi à 47 $/MWh le 17 mars, lorsque le dispatch co-optimisé a fait grimper tous les prix des services auxiliaires simultanément.

Les prix des hubs divergent entre le nord et le sud de MISO

Les prix day-ahead à Indiana Hub ont atteint en moyenne 38,82 $/MWh sur le mois, en hausse de 4,9% sur un an, tandis que le temps réel a affiché 41,45 $/MWh, en hausse de 10%. Michigan Hub a enregistré la moyenne day-ahead la plus élevée à 39,53 $/MWh. Dans MISO Sud, Arkansas Hub s’est établi à 29,68 $/MWh day-ahead, soit 9,85 $/MWh de moins que le Michigan, tandis que les hubs de Louisiane et du Texas tournaient autour de 31,80 $/MWh.

​Les écarts maximaux-minimaux sur quatre heures se sont accrus dans tout le système. Indiana Hub a mené le day-ahead à 137 $/MW-jour, en hausse de 21% sur un an. Les écarts RT à Indiana ont atteint 288 $/MW-jour (+38%), tandis que le Michigan a affiché le plus haut écart RT à 293 $/MW-jour (+39%). La surperformance du nord est constante en day-ahead comme en temps réel : Indiana dépassait l’Arkansas de 27% sur les écarts TB4 DA.

​La divergence nord-sud reflète une densité de charge industrielle plus élevée et moins de voies d’importation dans MISO Nord, face à un surplus de capacité gaz sur la côte du Golfe au sud. Une capacité de transfert limitée entre régions amplifie l’écart lorsque l’offre se resserre.

L’événement de rareté du 17 mars a rendu cet écart structurel visible. Les prix day-ahead ont culminé à 62,08 $/MWh ce jour-là, tandis que le temps réel a atteint 94,28 $/MWh. Lors de journées calmes comme le 8 mars, le day-ahead est tombé à 28,34 $/MWh et le temps réel à 23,08 $/MWh.

L’événement de rareté du 17 mars

La tempête hivernale Iona a traversé la zone MISO du 14 au 16 mars. Le 17 mars, l’air arctique post-tempête a poussé la demande du système à 91 GW à 6h, le pic horaire du mois. La production de gaz a bondi à 45 GW, presque le double de la moyenne de mars, mais l’éolien s’est effondré à la moitié de son niveau habituel et 30 GW de production étaient à l’arrêt pour maintenance printanière. Le système produisait 17 GW de plus que la normale, mais ce n’était toujours pas suffisant.

La production totale a culminé à 87 GW à 7h puis a commencé à baisser alors que les centrales à gaz se désengageaient dans la matinée. La demande baissait aussi, mais la production chutait plus vite. À 10h, l’écart s’est refermé : les prix en temps réel à chaque hub MISO ont bondi à plus de 30 fois la moyenne mensuelle. À midi, l’éolien avait doublé depuis son creux matinal et le solaire produisait 15 GW. Les prix sont retombés à 30 $/MWh. Une heure de rareté sur un système déjà poussé à sa limite.

Le mix d’approvisionnement derrière ces prix s’est nettement orienté vers le gaz

Le gaz naturel a atteint en moyenne 22 GW en mars 2026, contre 17 GW un an plus tôt. Cette hausse de 30% a comblé deux manques. La production nucléaire est passée de 10 GW à 8 GW, la recharge printanière ayant mis environ 1,85 GW hors ligne. L’éolien a baissé de 7,4% sur un an en raison de ressources moins favorables.

Le charbon a tourné à 19 GW, proche du minimum économique. Ni des prix du gaz durablement bas ni une pénétration accrue des renouvelables ne se sont matérialisés en mars, ce qui a plafonné le plancher de prix de mi-journée pour la charge BESS. Le solaire a culminé à 12,5 GW à midi, réduisant la charge nette de plus de 26 GW par rapport à la nuit. Les BESS se chargeaient en moyenne à 316 MW à 1h, profitant des prix bas nocturnes.

Le parc a déchargé 331 MW à 17h, alors que la production solaire baissait et que la rampe du soir s’accentuait. Le parc BESS installé dans MISO reste faible par rapport au surplus de mi-journée, laissant de la place pour davantage de stockage avant que l’économie de charge ne se détériore.

Services auxiliaires : la régulation domine, la co-optimisation amplifie le pic

La régulation day-ahead a atteint en moyenne 17 $/MWh, le produit auxiliaire le plus fiable pour les BESS grâce à sa faible variabilité horaire. La régulation temps réel a affiché la moyenne auxiliaire la plus élevée à 20 $/MWh. La réserve tournante day-ahead a atteint 2,81 $/MWh en moyenne, la réserve supplémentaire étant marginale à 0,31 $/MWh.

Le dispatch de MISO a fait grimper tous les prix des services auxiliaires en même temps que le pic énergétique du 17 mars : la régulation temps réel a atteint en moyenne 47 $/MWh, la réserve tournante 33 $/MWh et la réserve supplémentaire 33 $/MWh. Hors événement, la réserve tournante temps réel tournait autour de 1 $/MWh.

D’une année sur l’autre, les prix des services auxiliaires ont varié selon le produit hors pic du 17 mars : la régulation day-ahead a augmenté de 6 % tandis que la régulation temps réel a baissé de 13 %. L’événement a représenté la majeure partie du changement mensuel. La capacité engagée sur des services à moindre valeur ce jour-là a totalement manqué le pic.

Perspectives MISO

L’événement de rareté du 17 mars a été le moment clé du mois. Les BESS positionnés pour décharger à ce moment ont capté les spreads les plus élevés du mois.

Les hubs du nord ont conservé une prime structurelle tout au long de mars. Les spreads en temps réel sur quatre heures au Michigan et en Indiana ont dépassé ceux de l’Arkansas de 31% et 29% respectivement. À mesure que la demande de chauffage diminue au printemps, le creux solaire de mi-journée remplacera les événements de rareté comme principal moteur de spread, mais l’écart nord-sud devrait persister tant que les contraintes de transfert maintiennent la tension sur l’offre au nord de MISO.